4套管开窗侧钻技术

套管开窗侧钻技术中石化胜利油田钻井院1/12/202311.技术概况2.开窗侧钻的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.应用效果及经验教训5.新技术集成与下步攻关方向汇报内容1/12/20232

侧钻水平井技术是指使用专门井下工具，从老井套管内侧钻而成的水平井。它是在侧钻井技术、水平井技术和小井眼技术的基础上发展起来的代表九十年代钻井水平的新技术，不仅能使老井复活，而且可以大幅度提高单井产量和采收率。1/12/20233国外侧钻井发展概况

套管开窗侧钻技术是在定向井技术基础上发展起来的。从常规侧钻井（非定向侧钻井和定向侧钻井）发展到短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井，代表侧钻井新技术的短半径水平井和连续油管侧钻井所占比例在逐年增加。1/12/20234常规侧钻井短半径侧钻井连续油管侧钻井近年侧钻井构成情况1/12/20235

90年代美国几种钻井新技术发展速度对比国外状况1/12/20236国外套管开窗侧钻水平井发展概况国外开窗侧钻水平井早在三十年代就进行过这方面的试验，由于工具不配套、工艺不成熟、成本高而告失败。50年代以后，又进行了这方面的研究，但由于原油价格低、工艺不成熟、成本高等原因，到60年代仅钻了75口井，且水平段长度一般不超过15米。70年代末至80年代初，美国的EastmanChristensen公司研制成功了短半径旋转钻井系统，使短半径水平井钻井有了新的发展。90年代，代表这一时期钻井技术的侧钻水平井技术和径向水平井技术得到了迅速发展。1/12/20237前苏联的水平井大部分是侧钻水平井和侧钻分支水平井，初步统计，在苏联单是侧钻水平井水平段长在80－300米的这类井就有几百口，至于水平长度仅为30－50米的井难以计数。目前国外最深的侧钻水平井为美国怀俄明州Swblettecounty完成的一口井，该井在7751m处开窗侧钻成功。1/12/20238

开窗侧钻常用钻机修井机小型钻机连续油管作业机1/12/20239国内侧钻井发展概况

国内从50年代末、60年代初开始试验研究套管侧钻钻井技术。经历了非定向侧钻、定向侧钻到侧钻水平井三个发展阶段。

1/12/202310玉门油田开窗侧钻技术发展概况

玉门油田于1957年开始开窗侧钻技术。

1988年配套了工具、仪器装备和工艺技术，重新开始侧钻技术，并逐步完善。主要采用复式铣锥开窗、单式铣锥修窗和加长窗口的方法来完成开窗过程。近几年共完成开窗侧钻井110余口，各项指标均达到了较高的水平。1/12/202311玉门油田侧钻井主要技术指标1/12/202312新疆油田侧钻井井深一般为500~1000m，最大井深2115m；裸眼长度一般为30~150m，最大300m，井斜一般4~10°，最大井斜23°45ˊ，单井施工时间一般15~25天，成功率达90％以上。

1993年完成了国内第一口套管开窗侧钻水平井，从开窗到完钻共用了65天的时间，水平位移175m。1/12/202313辽河油田开窗侧钻技术发展概况

辽河油田开窗侧钻技术始于1991年，1996年开始定向侧钻，1997年开始侧钻水平井的试验研究。该油田大部分开窗侧钻井为7套管，采用下导向器定方位后注水泥固井工艺，开窗分开窗初铣、开窗铣套、修窗扩修等程序。

1/12/202314

97年以前，共钻侧钻井311口，占全国侧钻井的2/3，平均建井周期25天，开窗方式主要为斜向器＋注水泥。

98年共钻侧钻井115口，平均建井周期19天，平均单井裸眼段长度240.82m，从98年起斜向器座放开窗基本作到一次完成。

99年共完成侧钻井178口，其中7套管104口，51/2套管74口，平均单井裸眼长度353.08m，平均建井周期18天。1/12/202315胜利油田经过40多年的开发，现有各类报废井4600多口，套管开窗侧钻技术大有用武之地。胜利油田开窗侧钻工作起始于20世纪80年代中期，由于当时钻井生产需要仅限于244.5mm(95/8")套管，成本过高。1993年开始对侧钻工艺技术进行研究攻关。“九五”期间承担了国家重点项目，形成了一整套适合胜利油田地质特点的中短半径侧钻水平井及常规侧钻定向井钻采修配套技术。从1986年开始应用套管开窗侧钻技术以来，已先后在Φ244.5mm、Φ177.8mm和Φ139.7mm套管中成功地完成了500多口各类开窗侧钻井，并在卡塔尔完成了20多口高难度的开窗侧钻水平井。胜利油田现状1/12/202316建井周期从1999年的45d减少至2002年的23d，钻井成功率由88%提高到100%，钻井中靶率达98%，靶心半径小于10m。虽然胜利油田在侧钻井技术方面处于国内领先水平，但与国外相比仍有较大差距。为尽早赶上国际先进水平，胜利油田对侧钻井新技术仍在进行不断地研究，正在研究的项目有地质导向钻井技术、旋转导向钻井技术、扩眼技术与膨胀管技术等。1/12/2023171.技术概况2.开窗侧钻的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.应用效果及经验教训5.新技术集成与下步攻关方向汇报内容1/12/202318开窗侧钻工艺流程（1）通井、通径、试压

（2）测陀螺（3）开窗侧钻①下入地锚―――斜向器用复式铣锥开窗②段铣器段铣套管开窗（4）定向钻进（5）完井作业1/12/202319套管开窗配套工具的研制和应用；井眼轨迹的定向测量和控制；提高机械钻速和安全钻井；保证固井质量和完井技术。关键技术1/12/202320a)能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构；b)能强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率；c)可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本；d)可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境；e)可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。技术优势1/12/202321适用条件在井型的选择上，为了挖掘剩余油潜力可细分为五种类型：①断失层②局部微构造高点③井间剩余油滞留区④老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系⑤井网不完善的潜力层1/12/202322侧钻多层局部高1/12/202323侧钻断失层1/12/202324官114沙二5水淹图2070209020802060侧钻井间滞留区1/12/2023251970200020302060209021202150老井更新侧钻1/12/202326草20-斜102草20潜山东西向油藏剖面图加深侧钻1/12/202327针对不同的剩余油潜力类型，为保证侧钻的高效，在井型的选择上要区别对待：a．层系较单一的断失层潜力多选择靠近靶点的老井;b．油层较多的局部微高及井间滞留区潜力，应选择能沿断层上升盘实施侧钻的老井，井与靶点的水平距离小于200m为宜;c．加深侧钻古潜山油层，提高井网对储量的控制程度。适用条件1/12/2023281.技术概况2.开窗侧钻的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.应用效果及经验教训5.新技术集成与下步攻关方向汇报内容1/12/202329侧钻井设计关键技术

套管开窗侧钻施工的关键技术1/12/202330(1)开窗位置应满足井眼轨迹控制的要求；

(2)开窗位置应避开原井套管接箍和套管外扶正器，选在完好的套管本体上；

(3)开窗位置应避开原井事故井段和套管损坏井段；

(4)开窗位置应选在固井质量良好，地层易钻进且较稳定性好的井段；

(5)开窗位置还可以选在不含水胶结良好沙岩井段。1>侧钻井设计注意事项对于一般侧钻井的窗口位置设计，应遵循如下的原则：1/12/202331对于侧钻井除了要考虑普通技术之外，还要考虑在套管开窗侧钻定向钻井所采用的钻井方法和工艺，以达到预期目的，并且还要满足后期采用作业的要求。其设计原则为：(1)实现钻采目的；(2)应有利于安全、优质、快速钻井。2>侧钻井设计原则1/12/202332（1）原井井史；（2）原井套管记录；（3）原井固井质量曲线；（4）地质分层及岩性描述；（5）原井陀螺测斜数据；（6）侧钻井地质设计书；（7）侧钻井所在区块的地质构造图；（8）侧钻井周围的布井图及钻井轨迹图。3>侧钻井应具备的原井条件

2.87m

JS133/8吋x10.97mmx70.88m153/4吋x76.00m(油层套管)返高1100m阻位2143.9mJ55,N8051/2吋x7.72mmx2161.75m8.5吋x2174.87m转盘面3.5m1/12/202333根据地质要求、地层特性、原井眼状况及工具仪器配备和侧钻能力，综合考虑各方面的因素确定开窗侧钻方法，目前侧钻方式有以下三种：

4>侧钻井侧钻方法设计A.用段铣套管填井侧钻；B.采用地锚斜向器开窗侧钻；C.裸眼侧钻。1/12/202334一体式地锚斜向器

现有118mm、152mm两种规格尺寸。造斜器和座封总成一次下入井中；液压座封，防掉和防转两种锚定方式；整套工具居中性良好；采用护送杆倒扣丢手，操作可靠；1/12/202335开窗多折面斜向器铣鞋沿第一斜面到达窗口最大宽度时，沿垂面铣出最大窗口，而后沿第二斜面完成开窗工作。1/12/202336(2)复式铣锥开窗一次完成套管内磨铣作业，效率高(4～6小时)。118mm和152mm两种尺寸规格。1/12/202337组合式套管段铣器段铣器段铣套管侧钻

段铣套管

打水泥塞

扫水泥塞

下动力钻具侧钻

1/12/202338在地层较硬不易侧钻，固井质量较好，侧钻点上下可选范围很小，原井眼井下复杂，套管不易段铣及原井眼井斜较大的情况下，一般选用下地锚斜向器开窗侧钻方式；否则采用段铣套管填井侧钻方式。侧钻方法特点侧钻方法设计原则段铣套管填井侧钻优点是工艺技术易掌握，有利于井眼轨迹控制。缺点是裸眼段长，开窗时间长，若地层较硬时侧钻困难。地锚斜向器侧钻优点是：适合于老井井下复杂，侧钻成功率高，开窗时间短，缺点是由于受磁干扰，测出的井眼方位存在一定误差。4>侧钻井侧钻方法设计1/12/2023395>侧钻井井眼轨道类型设计侧钻井的基本轨道类型主要有以下三种：a.直井段－侧钻段－增斜段；b.直井段－侧钻段－增斜段－稳斜段；c.直井段－侧钻段－增斜段－稳斜段－降斜段。第一种类型适合于开窗点距目的层在200m以内、水平位移不大的侧钻井；第二种类型适合于开窗点距目的层较远、水平位移较大的侧钻井；第三种类型适合于开窗点距目的层较远、水平位移较大且有特殊要求的侧钻井。1/12/202340造斜率的选择要依据所用工具的造斜能力，仪器通过能力，钻具的抗弯强度及施工和完井要求等。造斜率太高可能导致测量仪器不能使用，钻柱强度不够套管不能下入，影响起下钻作业等一系列问题，造斜率的确定应考虑以下几个方面：6>侧钻井造斜率的设计在现有工具造斜率范围内，尽可能选用较高的造斜率，可以缩短造斜段的长度，提高钻井速度，实现安全经济优质快速钻井。考虑造斜率与井斜角相关性原理，井斜越大越易造斜，在设计时初始井段的造斜率应选较低值，在施工时用高造斜率的工具保证设计造斜率的实现。造斜率的大小要考虑现有造斜工具的造斜能力，并留有适当余地以便进行调节。根据油藏特性及工程、地质条件，原井状况以及确定的井眼轨道类型等，造斜率一般在0.2～0.6º/m的范围内。1/12/202341

侧钻井设计关键技术

套管开窗侧钻施工的关键技术1/12/202342开窗部位应在事故井段或套管损坏部位以上30m左右，以利于侧钻井眼形成一定的水平位移，而避开原井眼。开窗部位以上套管必须完好，必须避开套管接箍，窗口最好上下离开套管接箍2m以上。尽可能选择固井质量好、井斜小、地层较硬的井段。对出砂井和严重窜漏井，侧钻长度与倾角均应加大。1>开窗位置的选择套管开窗位置的选择是关系到侧钻成败的关键。选择好开窗位置必须遵循以下原则:1/12/202343目前，胜利油田进行开窗侧钻的井大都是采油中后期的老井。这些老井侧钻与钻井过程中处理井下事故的侧钻作业是不相同的，使用的钻机也不相同，决定了侧钻前采用不同的井眼处理方法。2>侧钻前的井眼处理挤封油水层段斜器送入固定上部套管试压严格进行通井作业井眼处理1/12/202344侧钻初期，采用平底磨鞋进行套管开窗，效果不算好，时间稍长，窗口质量差；经过不断探索，开始选用复式铣锥和单式铣锥进行套管开窗，效果较好，但是开窗修窗时间还是很长。现场迫切需要改进套管开窗工具。经过不断的摸索总结，加工应用了组合铣锥(见右图)，形成了投造斜器、开窗、修窗、试钻工具一体化技术，大大缩短了套管开窗时间，窗口质量也有了很大提高。3>侧钻开窗工具的选配与改进

1/12/202345井眼轨迹控制工具及仪器钻头动力钻具测量仪器水力加压工具

1/12/202346钻头

针对小井眼钻井和套管开窗侧钻特点，研制开发了118mm和152mm两种尺寸规格的PDC钻头。累计下井使用80余只，平均单只进尺136.48m，平均机械钻速1.96m/h。最高单只进尺836m，机械钻速6m/h。1/12/202347动力钻具研制开发了95mm系列井下动力钻具。最高造斜率达到3.6/m。1/12/202348测量仪器磁性测量仪器：

MWD＋＋R

小尺寸有线随钻电子单多点1/12/202349非磁性测量仪：

电子框架陀螺测量技术BOSSII

SRO

速率陀螺测量技术1/12/202350液力加压器

试验井号：老17－侧5井井别：51/2套管开窗侧钻井钻进方式：滑动钻进试验井段：2715~2737.97m井斜：30.5,方位132.4处扭方位、增斜。1/12/202351在进行套管开窗时，技术参数的配合十分重要，只有采用合理的转速、排量、钻压才能达到快速、优质、安全钻进的目的。而在整个开窗过程中，技术参数配合是变化着的。在胜利油田，进行了一系列侧钻作业，对套管开窗技术参数的配合摸索出了一套成功的经验。4>有关技术参数的配合(窗口加长修整阶段)约0.6m，从铣锥底圆出套管到铣锥最大直径全部铣过套管。此段是下窗口的关键段，因此要定点、快速、悬空铣进。一般钻压小于5kN，转速120r/min。这样能保证把造斜器对面的套管全部磨掉。第三阶段(开窗磨锐阶段)约0.8m，从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁，要注意轻压快转，一般钻压10～15kN，转速50～l00r/min。这样能达到高速切削的目的。第二阶段(启始磨铣阶段)约0.8m，从铣锥磨铣造斜器顶部到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段，要注意轻压慢转，使铣锥先铣出一个均匀接触面。一般钻压5kN，转速25～40r/min，以免造斜器顶部撞碎钨钢块而降低切削能力，并可防止因钻压过大堵死铣锥下水眼而产生重复切削现象。第一阶段1/12/202352开窗侧钻固井技术

开窗侧钻固井技术是当前固井技术难题，由于胜利油田开窗侧钻井大多数是51/2套管内开窗，套管尺寸小，环空间隙小，因此固井流动阻力大，循环压力高，发生砂堵蹩泵，水泥浆易脱水稠化，同时工具附件加工困难，近年来，通过对开窗井的研究，使开窗固井成功率和固井质量显著提高。主要进行了以下几方面的研究：1/12/2023531、管串结构的调整7

套管内开窗5尾管4尾管4尾管31/2尾管51/2套管内开窗1/12/2023542、工具附件的研究配套开发了长堵塞尾管挂，弹力式和浮力式回压凡尔、高弹性扶正器等配套工具。3、水泥浆体系的研究开发了胶乳水泥浆体系，大大提高了水泥石的胶结强度，并降低自由水和API失水。1/12/2023554、开窗井固井技术研究综合评价

1996年至1999年10月，已累计固井42口，具体结果见下表。1/12/202356组合铣锥是很理想的套管开窗工具，它将开窗、修窗、试钻一体化，减少了起下钻趟数，缩短了施工周期。在开窗工具之上加一段刚性较大、长度不小于8m、外径与磨铣工具相匹配的钻铤或大钻杆，可显著地提高开窗侧钻速度和效果。各个磨铣工具尺寸必须一致或尽量保持一致，避免在窗口套管形成台阶或毛刺而增加窗口修整的工作量。套管开窗有关技术参数的配合有一定的规律。要提高开窗侧钻速度，只能提高转速，而不能加压，且侧出位移超过所换钻头直径2倍以上，才能起钻更换钻具组合等，为今后套管内开窗侧钻提供了有益的借鉴。5>施工经验1/12/2023571.技术概况2.开窗侧钻的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.应用效果及经验教训5.新技术集成与下步攻关方向汇报内容1/12/202358胜利油田历年来侧钻井实施情况

年度投产井数（口）日增能力(t))综合含水(％)当年增油(104t

）断块油田整装油田小计19994804848472.54.11620001033013398379.114.16200116637203156184.415.3820023273931875.33.42200341206133186.34.352004年1～6月2242617280.11.285合计412985103849

42.711侧钻油井476口，已批复报废34口;日产油1481t，月产油44429t;侧钻井累计增油204×104t；1>侧钻井技术在胜利油田的应用情况1/12/202359以现河采油厂现河庄区块为例，进行成本对比在同区块的相同情况下，侧钻井的成本为常规新钻井成本的47％。2>侧钻井与直井的成本比较井型井号完钻井眼尺寸(″)完钻井深／裸眼段长(m)总成本(万元)钻井工程井场建设合计直井河120－1081/2″3300/33002996.3305.3侧钻井河35-侧443/4″3295/602171171直井河4-6481/2″2600/26002216.3227.3侧钻井河14-侧1043/4″2649/5569393直井河11-4581/2″2350/23501896.3195.3侧钻井河11-侧2743/4″2385/3018686表1现河采油厂现河庄区块侧钻定向井与直井成本对比1/12/202360平均单井投资145万元按油价变化取1400元/吨作为平均油价计算，吨油成本按4年实际发生平均值240元考虑，累计创税前收益25433万元，同期非侧钻新井平均单井钻井投资为300万元，单井初增日油能力15.8t/d，相比较而言，侧钻井效益可观。3>侧钻井的效益现河采油厂研究了现河油区14个大小断块，设计完钻侧钻井、侧钻水平井135口（侧钻水平井2口），新增含油面积2.1km2，石油地质储量180×104t。可采储量86.0t×104t，平均单井7000t左右，单井初增能力23.6t，含水55%，比周围老井含水低30～40%。统计侧钻井数较集中的河68、河31、梁11、通61、河10五个区块，明显地改善了开发效果：采收率提高了3.4%，综合含水下降了4.1%。1/12/202361（1）老套管损伤严重（2）固井质量有待改善（3）通井遇阻（4）侧钻井射孔问题（5）无法实现机械防砂4>存在的问题近年来，侧钻技术取得了良好的效果，但也存在着几个方面的问题，主要表现在：套管减磨振动注水泥＋扩眼膨胀管增大井眼空间1/12/2023621.技术概况2.开窗侧钻的技术优势与适应条件3.套管开窗侧钻关键技术4.应用效果及经验教训5.新技术集成与下步攻关方向汇报内容1/12/202363

(1)扩眼技术

扩眼分为钻后扩眼和随钻扩眼，可实现小间隙套管程序设计，成本低、安全性强，增大生产套管的尺寸，有利于完井及修井作业。随钻扩眼技术是采用独特的扩眼工具、常